刘书博
（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300450）
引言渤海油田某区块的首批开发井全部通过大位移井进行作业，然而这批开发井在钻井作业过程中全部出现了钻井过程中尾管下入困难的情况，这除了由于海上区块地质情况复杂以外，也与大位移井特殊的油井类型密切相关。由于这种类型钻井的钻井难度相对较大，钻井过程中难以有效控制井眼轨迹，这就直接导致了尾管下入困难的情况，特别是在部分区块应用的如Φ215.9 mm 井眼进行钻井作业时这样情况的发生更为明显，直接影响了钻井成功率。如何采取恰当的措施来解决尾管下入乃至大位移井钻井过程中存在的起下钻、固井作业困难等问题都是迫切需要解决的，而解决这些问题的关键就是如何有效实现钻井扩眼，机械偏心式随钻扩眼器技术的应用让扩眼成为了现实。
1 尾管下入困难的原因1.1 大位移井钻井难度大渤海油田相关区块的油藏开发大部分应用的是以大斜度定向井为代表的大位移井，从式、三开段长水平位移的特点导致了这些大位移井钻井过程中存在着诸多困难，尤其是井眼轨迹控制难度极大，极易出现轨迹失控的情况[1]。此外，这种大位移井所带的扶正器在具体应用过程中也存在一定短板，这是由于在三开井段应用过程中局部狗腿由于高度问题会对起下钻和下套管工序带来作业风险。
1.2 目标区块地质情况复杂渤海油田目标区块主要钻遇的地层主要有东营组、沙河街以及太古界潜山等，而在钻遇东营组时，由于东营组以上的地层与东营组岩性组合、岩石特效的较大差异导致两个地层交界处会产生明显不一致的井眼扩大率问题，直接导致产生台阶，而台阶也会对起下钻和套管下入带来严重不利影响。此外，地层的非匀质性也直接影响了钻井过程中的造斜率控制，导致钻井失败。
1.3 携砂和井眼清洁困难由于该区块属于老油田，井网纵横交错，上部和着陆段常常存在防碰绕障问题，使得后期调整井轨迹复杂。复杂的轨迹也导致了钻井过程中携砂或者井眼清洁的难度，岩屑床的存在对大斜度井或者大斜度井段的井况安全有严重的影响[2]。
1.4 钻井时效更加严格造成携砂效率不足受限于调整井米成本的控制，往往完钻后的倒划眼修整井壁不会做到精细修整，所以随钻式微扩眼器更适合此类调整井。
2 机械偏心式随钻扩眼器技术分析认为扩眼技术是解决大位移井钻井作业过程中存在问题的关键。为此，结合渤海油田钻井实践，近些年在双心扩眼钻头技术基础上发展了机械偏心式随钻扩眼器技术。
2.1 技术特点两件式设计是机械偏心式随钻扩眼器的显着特点，由于跟领眼钻头是分体安装，这样在实际应用过程中就不会对钻头及领眼钻具组合产生限制影响。此外，机械偏心式随钻扩眼器其本体没有其它活动部件附着，在作业过程中避免了工具掉落等情况的发生，并且不对称分布的总成促使钻柱旋转过程中能够产生足够的离心力，这个离心力就会对总成发挥作用迫使其沿径向外移进行破岩扩眼作业。
2.2 关键设备组成由硬质合金为支撑，金刚石复合片为切削齿的机械偏心式随钻扩眼器关键结构组成如下页图1 所示。这种几何形状的布置，不仅可以有效提升切削齿的切削能力，而且可以大大降低切削齿因磨损出现破损的几率和速度。此外，在螺旋翼上镶嵌切削齿且偏心的结构在促进工具随钻柱旋转传递扭矩的同时实现了扩孔后比原井眼尺寸稍大，并且采用双切削结构能实现倒划眼作用[3]。
3 偏心式随钻扩眼器的应用渤海D 油田区块作业第一批井X5 井Φ215.9 mm井眼3 488 m 完钻，起钻更换测井钻具，下划眼测井作业过程中，在3 115～3 126 m、3 212～3 480 m井段期间频繁憋压，划眼困难；循环至返出干净后，倒划眼拉顺井眼，调整钻井液，起钻。下Φ177.8 mm尾管至3 025 m遇阻10 t，未能提活，接顶驱以600 L/min、18 r/min 旋转下入通过遇阻点，之后每柱接完钻杆立柱均遇阻10 t，接顶驱以500～600 L/min、20 r/min 旋转送入到位。复杂情况时间约10 h。
X7 井三开Φ215.9 mm 井眼钻进至完钻井深3 786 m，循环至振动筛返出干净，直拔短起至管鞋，期间井眼通畅，起钻转入下尾管作业。钻杆送尾管在2 950～3 135 m 井段有多处遇阻，最大下压10 t，上提240 t，均上下活动通过。钻杆送尾管至3 135 m，上下活动不能通过，开泵排量800～1 000 L/min，多次上下活动未通过，开转速10 r/min，扭矩15.6～16.5 kN·m，转动通过遇阻点。考虑继续下尾管存在较大风险，决定起出尾管。通井钻具下入至井底，循环返出部分掉块。
通井后继续下尾管，送尾管至3 138 m 遇阻，活动20 min 无法通过，接顶驱划眼下钻至井底。
本井二开中完2 795.7 m，三开完钻3 786 m，裸眼段990.3 m，三开轨迹井斜51°稳斜钻进，易形成岩屑床且不易向上运移携带。为解决后续该区块作业三开Φ215.9 mm 井眼起钻顺利和尾管下入顺利，考虑钻进中加入随钻扩眼器，以增加套管与井壁间隙，保证套管下入顺利。考虑到该区块三开裸眼段均为800 m 左右，且稳斜角均大于50°，实钻扭矩已超过30 kN·m，故不适宜应用水力扩眼器，随钻微扩眼器比较适合该项目作业，所以决定在X9 井应用随钻微扩眼器。
X9 井二开Φ311.15 mm 井眼中完井深3 508 m，三开Φ215.9 mm 井眼设计井深4 193 m，全井段位于东营段，岩性为绿泥岩夹薄层泥质粉砂岩，稳斜角73°，裸眼段685 m，水平位移623 m，完钻后下入Φ177.8 mm 尾管。
X9 井与X7 井属于同一批、同类型的定向井，在X7 井中未使用偏心式随钻微扩眼器，因此选取与X9井应用的井段对应的X7 井井段进行相关参数对比分析。
3.1 钻具组合X9 井在三开井段采用钻具组合：Φ215.9 mm PDC钻头+Φ171.45 mm 旋转导向工具+Φ171.45 mm 直马达+Φ171.45 mm 测井工具+Φ171.45 mm MWD 工具+Φ171.45 mm 非磁钻铤+Φ161.5 mm 浮阀+Φ161.5 mm 液压震击器+Φ127 mm 加重钻杆×5 根+微扩眼器+Φ127 mm 加重钻杆×9 根+Φ127 mm 钻杆。
X7 井应用与X9 井相同的旋转导向直马达钻具组合，唯一区别为X7 井未加放微扩眼器，可与X9 井作对比。
3.2 钻井参数对比通过钻井参数实际数据对比（如表1 所示），X9井钻进时扭矩较X7 井略微增加，除了微扩眼器工作原因主要是X9 井井斜略大于X7 井井斜原因。机械钻速对比X9 井较X7 井提升明显，得益于钻头改进以及高钻压。故微扩眼器对钻进效率无影响。
表1 钻井参数对比
3.3 倒划眼和下尾管时效对比两口井完钻后均采用全程倒划眼模式修整井壁和携沙，倒划至管鞋后下钻至井底，调整钻井液性能后起钻下套管。通过表2 中数据对比可以看出：起钻速度X9 井是X7 井1.4 倍，下尾管速度X9 井是X7井的1.5 倍，下尾管过程中X9 井无阻卡情况，X7 井多次遇阻，多次上提解卡。
表2 起钻及下尾管速度对比
从下页图2 通过对测井工具在X9 井实钻和倒划眼后的井径测量数据对比，得出实钻井径与理论井径一致，旋转导向直马达钻具组合无扩眼，井径标准。通过倒划眼扩眼后，井径平均在Φ228.6 mm，扩眼率5.8%，效果明显。
4 结语1）偏心式随钻扩眼器工具结构简单，无落物风险；随钻和倒划眼均能达到扩眼效果，扩眼效果明显；有消除微狗腿，清理岩屑床的效果；起钻效率及下尾管效率均有大幅提高。
2）偏心式随钻扩眼器技术在渤海油田大位移井钻井作业中的成功应用，为后续该油田或同井型同类地层做作业提速增效、减少复杂情况时间提供新思路。
